Курсовая работа: Электроснабжение промышленных предприятий

Курсовая работа: Электроснабжение промышленных предприятий

Введение

Системой электроснабжения называется комплекс устройств предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии.

Сложность вопросов проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий заключается в оптимальном, рациональном и эффективном решении этой проблемы. Именно комплексное решение данной задачи в совокупности с необходимыми требованиями и стандартами электроснабжения позволяют экономически и технически грамотно работать всему предприятию.

Нет необходимости говорить тяжелом финансовом состоянии промышленности, поэтому руководителям предприятий нужно решать данную проблему. Одними из самых прогрессивных мер в этом направлении являются мероприятия по сбережению энергоресурсов и, следовательно, уменьшению энергоемкости выпускаемой продукции, что приводит к снижению её себестоимости и повышению конкурентоспособности. Оптимальное сочетание экономических и технических решений при проектировании систем электроснабжения совместно с внедрением энергосберегающих технологий есть наиболее существенная мера решения этой задачи.

Качество электроэнергии в нашей энергосистеме часто не удовлетворяет нормам установленным ГОСТ. В этом повинны предприятия, на которых не всегда соблюдаются правила устройств электроустановок, а также не применяются технические решения по уменьшению влияния электроприемников (полупроводниковые преобразователи, вентильные электроприводы, дуговые печи, и т.д.) на качество электроэнергии.

Технически правильное решение при создании систем электроснабжения исключает появление недопустимых отклонений параметров электроэнергии (падение напряжения), неравномерное распределение токов по фазам, удорожание ремонтных, монтажных и эксплуатационных работ. Все это влияет на производительность предприятия и качество продукции.

Проект электроснабжение предприятия должен учитывать возможность дальнейшего развития и укрупнения производства и связанного с этим увеличения потребляемой мощности.

Основной целью задания ставится закрепление полученных на протяжении всего курса обучения знаний, получение опыта проектирования системы электроснабжения конкретного предприятия и подготовка к выполнению дипломного проекта.

1. Описание технологического процесса

Станкостроение является отраслью крупного машиностроения.

Для данной отрасли характерно использование мощных приводов, обслуживающих станков и прессов.

В серийном производстве процесс изготовления деталей построен по принципу дифференциации операций. Отдельные операции закреплены за отдельным рабочим местом. Поэтому производство этого типа характеризуется необходимостью переналадки технологического оборудования при переходе на изготовление деталей другой партии. Для выполнения различных операций используют универсальные металлорежущие станки. Довольно широко используют с числовым программным управлением.

Оборудование может быть расположено по групповому признаку или по потоку (крупносерийное производство).

Массовое производство характеризуется большим объемом выпуска изделий, непрерывно изготовляемых или ремонтируемых продолжительного время, в течение которого на большинстве рабочих мест выполняется одна рабочая операция.

В массовом производстве применяют высокопроизводительное оборудование: специальные, специализированные и агрегатные станки, станки для непрерывной обработки, многошпиндельные автоматы и полуавтоматы, автоматизированные производственные системы, автоматические линии. Широко применяется многолезвийный и наборный специальный режущий инструмент, быстродействующие, автоматические и механизированные приспособления.

В крупносерийном и массовом производстве широко применяют поточную организацию производства. Она характеризуется расположением средств технологического оснащения в последовательности выполнения операций технологического процесса с определенным интервалом выпуска изделий.

Основным элементом поточного производства является поточная линия, на которой расположены рабочие места.

Основные потребители электроэнергии:

·  Корпус заводоуправления: освещение, кондиционирование воздуха, вычислительная техника;

·  Главный корпус: сборочный конвейер и сопутствующие в процессе сборки приводы, сварка;

·  Компрессорная: приводы компрессоров;

·  РМЦ: основная масса нагрузки–двигатели малой и средней мощности, печи и сварка;

·  Лесосушилка: сушильные шкафы;

·  Модельный цех: маломощная двигательная нагрузка;

·  Насосная: мощные приводы насосов;

·  РСЦ: приводы подъёмных механизмов, сварка.

В основном все потребители являются потребителями II категории.

Таблица 1. Ведомость электрических нагрузок завода

Таблица 2. Механическое отделение

Заготовительное отделение

Сварочное отделение

Термическое отделение

Шлифовальный участок

Гальванический участок

Электроремонтное отделение

Механосборочное отделение

Значения КИ выбираем по [3].

3. График электрических нагрузок

Рис. 1 Суточный график нагрузки станкостроительного завода

4. Определение электрических нагрузок РМЦ

Для расчета электрических нагрузок РМЦ воспользуемся методом упорядоченных диаграмм.

Электроприемники разбиваются на подгруппы с одинаковыми cosφ и кИ.

Для каждой подгруппы находятся суммарные установленные мощности и эффективное число электроприемников по формулам:

    (1)

   (2)

Определяется коэффициент максимума  по кривым коэффициента максимума или по таблицам в зависимости от коэффициента использования Ки для различных .Причем, если , то используются кривые коэффициента максимума, а при nЭ>4 – таблицы.

После этого находятся расчетные активная и реактивная мощности (PPi, QPi) для каждой подгруппы:

   (3)

–если nЭ>10  (4)

–если nЭ10  (5)

Сформируем подгруппы электроприемников с одинаковыми коэффициентами использования и cos.

Данные сводятся в таблицу 3.

Таблица 3

Пример расчета проводим только для первой подгруппы, результаты расчета остальных подгрупп приводятся в таблице 4.

Необходимо учесть режим работы электроприемников: продолжительность включения подъемных механизмов ПВ=0.4, ручной сварки ПВ=0.2, автоматической сварки ПВ=0.7. [3]

Пример расчета первой подгруппы с номерами электроприемников 1,2,4,5,6,7, 9,11,13,14,16,19,46,47,49,50,52.

Параметры этих электроприемников cosj=0.4, kИ=0,12.

Определяем общую установленную мощность и эффективное число электроприемников:

РН=2Р1+Р2+2Р4+Р5+Р6+Р7+Р9+Р11+Р13+Р14+Р16+Р19+Р46+Р47+Р49+2Р50+Р52=

=22.4+7.2+5+3.5+2.8+8.7+1.75+7.0+2.8+2.5+1.9+2.8+1.7+7.0+1.0+5.6+1.75=85.4 кВт.

==13.

По таблице коэффициентов расчетной нагрузки определяем значение КР для данной подгруппы. Оно равняется КР=2.1.

Рассчитываем значения активной и реактивной расчетной мощности:

 кВт.

 кВАр.

Расчеты для всех подгрупп сводятся в таблицу 4.

Таблица 4

Определение расчетной мощности РМЦ.

Находим суммарную номинальную мощность всех подгрупп:

+85.4+26.85+38.7+25+29.3+17.6+10.5+11.5+40+3.2+1.6+20=

=309.65 кВт.

Далее определяется эффективное число приемников электроэнергии:

=7.

Для определения КР необходимо найти средневзвешенный коэффициент использования:

=0.357.

По таблице значений коэффициентов расчетной мощности определяем КР: КР=1.17.

Суммарная активная и реактивная мощности по РМЦ:

 кВт.

 кВАр.

Расчетный максимум остальных цехов определяется по коэффициенту спроса.

                                                       (11)

По этим аналитическим выражениям определяют максимум силовой нагрузки цехов. Также необходимо учесть нагрузку искусственного освещения. Эта нагрузка как правило определяется по удельной плотности s Вт/м2 площади цеха (или территории предприятия)

Рассмотрим определение расчетного максимума нагрузки на примере модельного цеха №7.

Исходные данные для модельного цеха №7:

РН=1160 кВт; КС=0.4; 0.5; F=12980 м2; 2.4Вт/м2; 0.9; Косв=0.85. Коэффициенты КС и σ выбираем по [7].1

Для освещения модельного цеха выбираем люминесцентные ламы.

Определяем расчетный максимум силовой нагрузки:

Р/М=0.4*1160=464 кВт;

Q/М=1,73*464=804 кВар.

В расчетный максимум нагрузки цеха входят потери в трансформаторах и нагрузка освещения.

Нагрузка искусственного освещения:

 кВт;

 кВар.

Суммарная активная, реактивная и полная нагрузки:

 кВт;

 кВар;

кВА.

Определим потери в трансформаторе:

952.75=19.055 кВт;

 кВар.

Расчетный максимум цеха с учетом осветительной нагрузки и потерь в трансформаторе:

 кВт;

912.07 кВар;

 кВА.

Расчет для остальных цехов приводим в таблице №5.

Таблица 5

Нагрузка 6 кВ рассчитана отдельно, так как для нее не определяется мощность освещения и потери в цеховых трансформаторах. Так же данные эл. приемники работают в режиме опережающего cosφ (кроме насосной нагрузки).

Расчетная мощность освещения включена в нагрузку РМЦ, определим ее:

для освещения территории используем лампы ДРЛ – cosφ=0.9;σ=1.7 Вт/м2, КС=1. Площадь завода составляет 712430 м2. Отсюда:

 кВт;

 кВар.

Определение суммарной активной и реактивной мощности по заводу в целом:

где – суммарные мощности для приемников до 1000 В,

– суммарные мощности для приемников выше 1000 В,

КР.М. – коэффициент разновременности максимумов, учитывающий сдвиг максимумов нагрузки приемников друг относительно друга во времени.

– суммарные потери в цеховых трансформаторах.

Определение мощности компенсирующих устройств и полной мощности по заводу.

При проектировании системы электроснабжения предприятия энергосистема (для конкретного региона) задает экономически выгодную величину реактивной мощности QЭ, которую может потреблять нагрузка в часы максимума.

где tgφЭ – экономически целесообразный тангенс реактивной мощности определяемый в точке учета в часы максимальных нагрузок энергосистемы в квартальном максимуме для предприятия.

(27)

где tgφб – базовый коэффициент реактивной мощности применяемый для сетей 10 кВ присоединенным к шинам подстанции с высшим классом напряжения 35, 110, 220 кВ

k – коэффициент учитывающий различную стоимость электрической энергии в разных энергосистемах.

dmax - отношение потребляемой активной мощности потребляемой в квартал максимальных нагрузок энергосистемы к потреблению в квартал максимальных нагрузок потребителя.

Для «ОмскЭнерго» принимаются следующие коэффициенты:

tgφ = 0,4

k = 0,8

dmax = 0,7

Для данного предприятия установка БСК не нужна, т. к. потребляемая реактивная мощность ниже экономически целесообразной.

Полная мощность по заводу:

6. Определение центра электрических нагрузок (ЦЭН)

Центр электрических нагрузок предприятия необходим для определения места расположения ПГВ (ГПП), с точки зрения экономической целесообразности: наименьший расход проводников (каб. линий, шин, воздушных линий) распределительной системы завода.

Существует несколько методов определения ЦЭН, воспользуемся метолом, основанным на аналогии между центрами масс и электрическими нагрузками цехов. Координаты условного центра определяются по формулам:

, .

Таблица 6

Здесь:

Xi, Yi – условные ЦЭН цехов, принимаются равными центру тяжести цехов.

– радиус круга, определяющий нагрузку цеха. Нагрузка до 1000 В и выше рассматривается раздельно.

α=Р0*360/π*ri2*m – угол осветительной нагрузки.

m – масштаб (m=50 кВт/мм-0.4 кВ, m=100 кВт/мм-6 кВ).

Произведем расчет для модельного цеха:

РРi=509,535 кВт, РОi=26,48 кВт, Хi=72, Yi=41, ri=, ,

Расчет центра электрических нагрузок:

Так как установка ППЭ в точном геометрическом ЦЭН невозможна из-за нехватки место под строительство, то смещаем ППЭ в сторону питания.

7. Выбор системы питания

Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена условно на две подсистемы – питания и распределения электроэнергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и ППЭ. Для учебного проектирования принято считать, что канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями электропередач соответствующего напряжения. Поэтому после привязки ППЭ к какому-либо цеху порядок выбора системы питания необходимо проводить в следующей последовательности.

Графики нагрузок ПГВ

Выбор трансформаторов ППЭ производится по ГОСТ 14209–85, которым задаются графики допустимых систематических нагрузок для различных типов трансформаторов.

Прежде чем воспользоваться графиками, необходимо заданный суточный график нагрузки преобразовать в эквивалентный двухступенчатый.

Нагрузочная способность трансформаторов рассчитывается по следующему алгоритму:

1. Исходя из заданного графика нагрузки определяется среднеквадратичное значение полной мощности

 кВА,

где S1, S2,…, Sn – нагрузка трансформаторов по полной мощности на различных ступенях графика нагрузки длительностью соответственно t1, t2,…, tn.

2. На ППЭ устанавливаются два трансформатора мощностью

 кВА.

К выбору принимаем трансформатор ТДН-16000/110.

3. Определяем коэффициенты недогрузки и перегрузки.

Так как полная мощность двух трансформаторов больше максимальной суточной нагрузки предприятия, то проверка на перегрузочную способность не требуется.

Коэффициент аварийной перегрузки

.

Коэффициент загрузки:

4. Проверка на перегрузочную способность в ПАР:

Коэффициент начальной загрузки

Коэффициент перегрузки

Значение 0.9КМАХ равно 1.512. Так как оно больше 1.5, то трансформатор не проходит по перегрузочной способности в ПАР.

Выбираем трансформатор большей мощности ТРДН-25000/110. (трансформатор трехфазный, двухобмоточный с расщепленной обмоткой низкого напряжения, охлаждение масляное с дутьём, регулирование под нагрузкой).

Выбор схемы ППЭ высокого напряжения.

Схемы электроснабжения выбираются из соображений надежности, экономичности и безопасности.

При выборе схемы учитывается класс напряжения, место расположения ППЭ, расстояния от системы (ИП) до завода.

Так как на предприятии имеются потребители второй категории, перерыв электроснабжения которых допускается на время ручного ввода резерва, то присутствует необходимость установки двух силовых трансформаторов. Выбираем следующую схему электроснабжения:

Выбор ВЛЭП проводится по экономической плотности тока.

Экономически целесообразное сечение провода определяется из соотношения:

Где JЭК определяем по ПУЭ [2].

где

jЭК – экономическая плотность тока, равная 1.0 А/мм2.

Выбираем провод марки АС-70 с IДОП=265 А.

Проверяем выбранный провод на нагрев по длительно допустимому току:

в нормальном режиме IP<IДОП (72.1 А < 265 А).

в послеаварийном режиме 2Ip<IДОП (144.2 А < 265 А)

Проверка по потерям напряжения (ΔUнр<5%, ΔUпар<10%)

Потери напряжения в нормальном режиме:

Потери напряжения в после аварийном режиме:

Принимаем сечение 70 мм2.

Выбор рационального напряжения производится на основании ТЭР.

Для рассмотрения предварительных вариантов напряжения питания используется эмпирическая формула:

 кВ.

В нашем случае выбор рационального напряжения питания проводить не нужно, так как в задании дано напряжения питания, равное 110 кВ.

Мощность электроприемников на 6 кВ составляет 58% от суммарной мощности предприятия, поэтому принимаем без технико-экономического обоснования Uрац = 6 кВ:

Суммарная мощность по заводу в целом:

Суммарная мощность шестикиловольтной нагрузки:

Процент шестикиловольтной нагрузки 58%

Выбор числа РП, ТП и мест их расположения.

Прежде чем определить место расположения и число РП и ТП, приведем расчетные мощности цехов.

Таблица 7

Если нагрузка цеха (Sр) на напряжение до 1000 В на превышает (250) кВА то в данном цехе ТП можно не предусматривать, а электроприемники цеха запитываются с шин ближайшей ТП кабельными линиями (0,4 – 0,66) кВ.

РП (6–10) кВ для питания ЭП выше 1000 В в цехе предусматриваются в том случае, если от РУ (6–10) кВ этого ЭП отходит не менее 7–8 ЛЭП (включая трансформаторы ближайших ТП), в противном случаи ЭП выше 1000 В запитываются от РУ (6–10) кВ ближайших РП или ППЭ. Это же правило следует применять при использовании двух напряжений в распределительной сети 6 и 10 кВ. Если число электроприемников невелико или они рассредоточены, то схему распределения следует выбирать по схеме: ЛЭП – трансформатор 10/6 кВ – ЭП 6 кВ.

Учитывая все это, предусматриваю установку ТП во всех цехах кроме: заводоуправления, РМЦ, станции осветления воды.

Так как в данном проекте расчетная реактивная мощность меньше экономически целесообразной, рекомендуемой АО-энерго, то установка компенсационных устройств не требуется.

Теория расчета компенсационных устройств.

Для рационального выбора мощности трансформаторов комплектных трансформаторных подстанций необходимо учесть скомпенсированную реактивную мощность т.е. с учетом размещения БСК по узлам нагрузки электрической сети.

Выбор мощности компенсирующих устройств (Qкм) по заводу в целом производится в разделе 5 исходя из баланса реактивных нагрузок на шинах 6 – 10 кВ ППЭ т.е.

Распределение реактивной мощности по узлам нагрузки производится одним из упрощенных аналитических методов, методом пропорционально реактивными нагрузками узлов. В этом случае величина мощности БСК (QКi) в каждом i-м узле нагрузки будет равна

Qнагр i – реактивная нагрузка в i – м узле

Qнагр S – сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

Число КТП и мощность их трансформаторов определяется полной мощностью (Sр) цеха (цехов), удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.

В качестве примера рассмотрим модельный цех:

Мощность цеха с учетом компенсации реактивной мощности

где Qd - мощность компенсационных устройств в данном узле.

Удельная мощность по площади цеха:

где F – площадь цеха.

Так это потребитель II категории выбираем к установки 1 КТП – 2х1000 кВА с трансформаторами ТМ-1000 (трансформатор трехфазный, двухобмоточный, масляный).

Необходимо также учесть мощность станции осветления, получающую питание от КТП модельного цеха.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

, что для потребителей II категории вполне приемлемо.

Коэффициент загрузки в после аварийном режиме:

, что для потребителей II категории вполне приемлемо.

Таблица 8

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах определяется по формулам:

                                                        (43)

                                                     (44)

где DPXX, DPКЗ – потери холостого хода и короткого замыкания

                                                               (45)

                                                               (45)

Рассмотрим расчет потерь на примере главного корпуса

где Sнт = 400 кВА, IXX% = 3%, Uкз = 5.5%, DPxx = 1,3 кВт, DPкз = 5.4 кВт

Для нормального режима работы:

Для послеаварийного режима:

Таблица 9

В промышленных распределительных сетях выше 1000 В в качестве основного способа канализации электроэнергии применяются кабельные ЛЭП и токопроводы 6–10 кВ.

При незначительных передаваемых мощностях, как правило, применяют кабельные ЛЭП. Если передаваемая мощность в одном направлении при напряжении 6 кВ более 15–20 МВА, то применяют токопроводы.

Выбор токопроводов производится по расчетному току ПАР, проверяется по экономической плотности тока и действию токов к.з.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с учетом нормальных и ПАР режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции. Наладка кабелей будет производится на эстакадах, следовательно, поправочные коэффициенты не применяются. При проверке сечения кабелей по условию ПАР для кабелей напряжением до 10 кВ необходимо учитывать допускаемую в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузку для кабелей с бумажной изоляцией до 30% номинальной.

Рассмотрим выбор кабельных линий на примере линии ПГВ – РП2

Так как FMAX=240 мм2, то необходимо прокладывать 4 кабеля.

Принимаем стандартное сечение F = 150 мм2 Iдоп пуэ = 300 А, Iдоп=

Iдоп пар = 1,3·264,6 =343,98 А

Условие Iпар<Iдоп пар не выполняется.

Окончательно выбираем кабель марки ААШв-6 4 (3 x 185) (алюминиевая жила, алюминиевая оболочка, бумажная изоляция, броня из шланга с поливинилхлоридом).

Таблица 10

При расчете токов короткого замыкания вводятся некоторые допущения:

·  Все ЭДС считаются совпадающими по фазе.

·  ЭДС источников остаются неизменными.

·  Не учитываются поперечные емкости цепи короткого замыкания и токи намагничивания трансформаторов.

Активное сопротивление цепи короткого замыкания схемы напряжением выше 1000 В учитывается только при соотношении
rS = 1/3·xS.

Расчет будем вести в относительных единицах, приведенных к базисным условиям.

 – мощность системы

; ,

Сопротивление трансформатора ПГВ:

Сопротивление кабельной линии электропередачи:

Сопротивление воздушной линии.

Сопротивление и ЭДС синхронного двигателя:

Мощность синхронного двигателя:

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке к-1.

таким образом, получаем начальное значение периодической составляющей как:

Рассчитаем ударный ток:

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке к-2.

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке к-3

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке к-4

Так же требуется найти ток короткого замыкания на стороне 0,4 кВ. При расчете тока короткого замыкания на стороне 0,4 кВ необходимо учитывать активную составляющую сопротивления, также необходимо учесть сопротивление контактов коммутационной аппаратуры, токовых обмоток автоматов отключения, трансформаторов тока, шинопровода.

Сопротивление трансформатора S = 2500 кВА:

xт = 4,16 мОм

rт = 0,6 мОм

Сопротивление трансформаторов тока:

xтт = 0,11 мОм

rтт = 0,17 мОм

Сопротивление токовых катушек автоматического выключателя:

xав = 0,02 мОм

rав = 0,03 мОм

Сопротивление шинопровода

xш = 0,28 мОм

rш = 0,087 мОм

Сопротивление контактов

rк = 0,03 мОм

Сопротивление дуги Rд, принимаем среднее значение равное 6 мОм

Суммарное активное сопротивление:

Начальное действующие значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке к-4

Ударный ток в точке k – 4

Результаты расчета токов короткого замыкания сводим в таблицу

Таблица 5

При курсовом проектировании должны быть выбраны и проверены на действие токов короткого замыкания следующие элементы электрической сети.

1. Аппаратура устройства высокого напряжения на ППЭ.

2. Ячейки РУ низкого напряжения 6 кВ, ПГВ, РП.

3. Выключатели вводов межсекционные выключатели и выключатели отходящих линий на ПГВ и РП – 6 кВ.

4. Вводные (секционные) автоматы цеховых КТП

5. Трансформаторы тока и напряжения на вводах ПГВ

6. Должны быть выбраны приборы учета и контроля потребления электрической энергии на вводах 6 кВ ПГВ.

Выбор и проверка оборудования устройства высокого напряжения ПГВ.

На устройстве высокого напряжения ПГВ необходимо выбрать и проверить на действие токов короткого замыкания следующие аппараты:

·  Разъединители

·  Вводные выключатели

Выбор разъединителя

ü  По напряжению установки Uуст £ Uном

ü  по току Iнорм £ Iном, Iмах £ Iном

ü  По электродинамической стойкости iу £ iпр, Iпо £ Iпр с

ü  По термической стойкости Вк £ I2терtтер

Тепловой импульс квадратичного тока КЗ

где -время отключения выключателя.

 – время действия релейной защиты.

 – время отключения выключателя.

Ta – постоянная времени затухания периодической составляющей то короткого замыкания.

Выбираем разъединитель типа РЛНО-110М/600 (разъединитель линейный, одноколонковый, наружной установки).

Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу.

Выбор вводных выключателей

Выбираем выключатели по условиям:

ü  По напряжению установки Uуст £ Uном

ü  По длительному току Iнорм £ Iном, Iмах £ Iном

ü  По отключающей способности Iпt £ Iотк ном

ü  По электродинамической стойкости iу £ iдин, Iпо £ Iдин,

где iдин – ток электродинамической стойкости

Iдин, – действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока.

ü  По термической стойкости Вк £ I2терtтер

Выбираем выключатель ВВУ-110Б-40/2000У1 (выключатель воздушный усиленный для работы в районах с умеренным климатом).

Расчетные и каталожные данные выключателя сводим в таблицу

Выбор выключателя на отходящих линиях

Расчет применительно к ПГВ-РП1.

Максимальный рабочий ток

Выбираем выключатель типа ВМГ-133-II (выключатель маломасляный горшковый).

Для установки на ТП принимаем шкафы КРУ:КР10-У4

Расчетные и каталожные данные ячеек и выключателя сводим в таблицы

Выбор автоматического выключателя на ТП-3

Выключатель выбираем по номинальному напряжению и длительно допустимому току отключения и проверяются на динамическую устойчивость под действием токов короткого замыкания в точке к-4.

Выбираем автоматический выключатель нагрузки типа ЭО6.

Выбор трансформаторов напряжения

Выбираются

ü  По напряжению установки Uуст £ Uном

ü  По конструкции и схеме соединения обмоток

ü  По классу точности

ü  По вторичной нагрузке S2S £ Sном

где Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности

S2S - нагрузка всех измерительных приборов присоединенных к трансформатору

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться:

1). На вводе линии электропередачи в подстанцию потребителя при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении;

2). На стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении.

Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

1). На тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;

2). На присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.

Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии для трансформаторов 25 МВА 1.0

Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0.5.

Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройств (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию.

Перечень приборов и подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице.

Вторичная нагрузка:

Выбираем ТН НКФ-110 83У1 (трансформатор напряжения каскадный, фарфоровый).

Uном = 110 кВ;

S2ном = 400 ВА;

В России только в последние годы производители приборов учета электрической энергии начали уделять внимание повышению класса точности приборов до значения 0,2

В Советское время считалось неэффективным установка точных счетчиков электрической энергии с трансформаторами низких классов точности, поскольку определяющим звеном в цепи источников погрешности является трансформатор тока.

В результате этого, на сегодняшний день очень небольшое количество предприятий, производящих электрические счетчики, производят и с классом точности 0,2. Основные среди них это: АББ «ВЭИ Метроника» и Нижегородский завод им. Фрунзе.

Попробуем оценить насколько погрешность меньше при использовании счетчиков более высокого класса точности.

В первом приближении суммарную погрешность можно определить по формуле:

Так если взять трансформатор тока класса точности 0,5 и счетчик класса точности 0,5S, то суммарная будет равна:

Если ставим счетчик класса точности 0,2S при том же трансформаторе класса точности 0,5, то

Таким образом, получается, что точность измерений возрастает на 25%.

Если мы используем трансформатор тока с большей погрешностью класса точности 0,1 и счетчик класса точности 1,0, то суммарная погрешность равна: .

Если мы ставим с этим же трансформатором счетчик класса точности 0,2S

Мы получаем измерения на 25% точнее.

Таким образом, видно, что увеличение точности счетчиков, при наличии существующих трансформаторов тока, позволяет получить существенное уменьшение погрешности и более точный учет электроэнергии. [2]

Выбор трансформатора тока

Условия выбора

ü  По напряжению установки Uуст £ Uном

ü  По току Iнорм £ I1норм Iмах£ I1норм

ü  По конструкции и классу точности

ü  По электродинамической стойкости iу £ iпр, Iпо £ Iпр с

ü  По термической стойкости Вк £ I2терtтер

ü  По вторичной нагрузке z2 £ z2 ном

Выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ110Б-I ХЛ1 (трансформатор тока с фарфоровой изоляцией, с обмоткой звеньевого типа, маслонаполненный).

ктер = 4 tтер = 3с

Общее сопротивление приборов

rприб =

Допустимое сопротивление проводов

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 50 м ТТ соединены в полную звезду, поэтому lрас = l, тогда минимальное сечение

где  – удельное сопротивление материала провода.

Принимаем кабель АКРВГ с жилами сечения 6 мм2

Уточним полное сопротивление приборов:

.

1.  Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков Электрическая часть станций и подстанций М: Энергоатомиздат, 1989 г.

2.  Правила устройства электроустановок М: 1996 г.

3.  Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Д.Г. Барыбина и др. М: Энергоатомиздат, 1990

4.  Федоров А.А. Смирнв Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по ЭсПП М: Энергоатомиздат 1987 г.

5.  Методические указания для выполнения курсового проекта по ЭсПП. Сост. С.Г. Диев А.Я. Киржбаум

6.  Справочник по проектированию электрических сетей и систем /Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро М: Энергоатомиздат 1985 г.

7.  В.К. Грунин, С.Г. Диев, В.В. Карпов, В.Ф. Небускин, В.К. Федоров, А.В. Щекочихин Расчет электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования промышленных предприятий, 2001 г.